低渗透油田注汽开发技术课件

,单击此处编辑母版标题样式,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,*,*,*,Click to edit Master title style,Click to edit Master text styles,低渗透油田注气开发技术,.,低渗透油田注气开发技术.,1 低渗透油田注气开发问题的提出,2 油田注气开发的适用条件,3 注气方式简介,4 干气非混相驱生产特征及生产阶段划分,5 干气非混相驱开发和注水开发的异同点,目 录,.,1 低渗透油田注气开发问题的提出目,2,（一） 低渗透油田注气开发问题的提出,油田注气开发历史悠久。,注气开发和注水开发同属二次采油方法，目的在于提高地层压力，提高产能和采收率。,低渗透油田注水开发中暴露出一系列问题：,注水压力高，注水量小，补充地层能量困难；,易受污染，渗透率进一步降低；,水质要求高，注水成本高；,产能低，采收率低；,投入大，产出小，经济效益差等。,.,（一） 低渗透油田注气开发问题的提出油田注气开发历史悠久。.,3,2.1 注气开发的一般适应条件,（1）储层泥质含量过高，注水开发易引起水敏的油藏；,（2）储层束缚水饱和度高，注水效果不好的油田；,（3）一般稠油油藏，注气开发可降低地层原油粘度，以便于开采；,（4）非均质性不严重，裂缝不发育的均质油藏，不易引起气窜；,（5）薄油层，减小气窜的可能性。,（二）油田注气开发的适用条件,.,2.1 注气开发的一般适应条件 （1）储层泥质含量,4,2.2 低渗透油田注气开发的有利方面,与注水相比，注气压力较低，吸气能力强。,注入气体不会和地层中的地层水和岩石矿物，尤其是和粘土矿物发生物理的和化学的反应造成储层伤害。,注入的气体在地层条件下很容易溶解在原油中，使原油粘度降低，有利于开采。,若在地层条件下能实现混相或者半混相，则能大大减小毛管力的不利影响，有利于提高驱油效率。这一点对孔隙孔道细小的低渗透油田十分有利。,注气工艺方法较为简单，没有注水中水质处理等一系列复杂工艺流程。,.,2.2 低渗透油田注气开发的有利方面.,5,2.3 低渗透油田注气开发的不利方面,非均质性会影响注气效果。,气体粘度很小，流度很大，和原油之间的流度比很大。在气体驱油的过程中，极容易发生气体超前，造成气窜。,低渗透储层一般非均质性严重，并存在裂缝系统，注气开发会遇到困难。,注气成本高,注气开发的昂贵成本，和低渗透油田的低产能之间形成一个突出矛盾。因此，需要认真研究，权衡利弊，以决取舍。,.,2.3 低渗透油田注气开发的不利方面.,6,2.4 注气方式选择,注气方式主要取决于储层性质和气源条件。,对于大多数油田，气源的选择余地是很有限的。如果油层下部或附近有天然气田或者CO,2,气田，对注气开发自然是很有利的。,在有了一定气源条件下，根据储层性质和气体成分可以确定适宜的注气方式。,储层性质主要指储层构造特征、埋藏深度、地层压力、地层温度、原油成分、混相条件等。由此可以确定该储层是否适宜注气和以什么方式注气。,.,2.4 注气方式选择.,7,（三）注气方式简介,按地层中油气接触方式可分为两大类：混相驱和非混相驱。,注入气体种类有：干气、富气、二氧化碳气、氮气、空气等。,注入方式上提出了气水混注。,.,（三）注气方式简介按地层中油气接触方式可分为两大类：混相驱和,8,3.1 混相驱,低渗透油田，注水开发中存在的突出问题是孔隙孔道细小，油水界面毛管力作用强烈，严重影响驱油效率和微观波及效率。,混相驱是使驱替气体和原油之间在地层条件下形成一个混相带，消除驱替剂和被驱替剂之间的相界面，从理论上分析可使孔隙介质中的毛管力降至零，能够大大提高驱油效率。,但是，混相驱往往受混相压力和混相温度的制约，许多油田达不到混相条件的要求。,根据注入气体的成分不同，混相驱又可分为以下几种：,.,3.1 混相驱低渗透油田，注水开发中存在的突出问题是孔隙孔道,9,（1）高压干气混相驱,高压干气混相驱，主要适用于挥发性组份含量较高的油藏。,原油中挥发性组份和注入的甲烷气形成混相。但是，需要相当高的混相压力和混相温度，适宜于深层油藏。,高压混相气驱尽管驱替效率较高，注气成本也比富气低，但许多油藏满足不了如此高的混相压力要求，使用是很有限的。,例如，安塞油田坪桥区储层原油中C,2,C,5,含量为23.36%，挥发性组份含量较高。但和甲烷气混相所需的混相压力最低为42.25Mpa。而坪桥区长6储层原始地层压力为8.31Mpa，远远满足不了混相压力的要求。,另外，该储层岩石破裂压力约为25Mpa，也不允许有如此高的地层压力。,.,（1）高压干气混相驱高压干气混相驱，主要适用于挥发性组份,10,（2）富气混相驱,富气是指富含乙烷、丙烷和丁烷的气体。,当注入的富气与原油接触时，注入气中的富组份开始脱出，溶解在原油中，连续注入的富气和脱出的轻馏分形成一个C,2,C,4,的富集气带。,如果注入气体富化程度高，注入量充分的话，在达到混相条件的情况下，地层中的原油就开始与注入气体混相，在原油和富气之间形成一个混相段塞。,注入量一般为10%PV20%PV，之后再注干气或水。,这种方法混相压力较低，能提高驱油效率。一些油田注气比注水采收率提高4%20%。,但是，混相段塞的稳定性，尤其是非均质油藏和裂缝性油藏则不易控制。,另外，富气的昂贵价格使开发者望而却步,。,.,（2）富气混相驱富气是指富含乙烷、丙烷和丁烷的气体。.,11,（3）CO2混相驱,CO,2,混相驱是一种较理想的气驱方法。,CO,2,易溶于原油，使原油粘度降低。,混相压力也较低。,当然它也存在气驱的共同弱点，即容易发生气窜。,应考虑CO,2,对设备的腐蚀。,.,（3）CO2混相驱CO2混相驱是一种较理想的气驱方法。.,12,3.2 非混相驱,干气非混相驱亦称非混相面积注气。早期用此法保持地层压力，后来又发展到蒸发气驱。, 注气能有效提高了地层压力。, 气相中的一部分天然气溶解到油相中，使原油粘度降低。, 蒸发气驱：,油相中的一部分轻质组份蒸发到气相中，干气在驱油的过程中被富化。采出地面后，可用轻烃回收装置将湿气中的C,3,和C,4,组份分离出来成为轻质油。被分离后的气体又成为干气，再注入地层。如此循环，可继续采出一部分原油。如果地层压力高、温度高，则蒸发作用强烈，采出的油会更多一些。,.,3.2 非混相驱干气非混相驱亦称非混相面积注气。早期,13,干气非混相驱开发实例,例1 雪里油田：蒸发气驱,美国雪里油田为低粘度易挥发油藏，渗透率4010,-3,m,2,。,在常规水驱情况下，油水过渡带不产油。但在注气开发条件下则能采出地层原油。同时，地下原油中的中间组分由于蒸发汽化进入气相被采出，在地面装置中凝析成轻质油。,.,干气非混相驱开发实例例1 雪里油田：蒸发气驱.,14,3.3 低温氧化空气驱,问题的提出：,早期注空气采油都是针对稠油油藏，利用高温氧化反应实现烟道气驱和热能降粘作用。,近年来，针对轻质油藏进行了低温氧化空气驱的研究和试验工作。,.,3.3 低温氧化空气驱问题的提出：.,15,3.3 低温氧化空气驱,机理：,空气注入轻质油藏后，空气中的O,2,和轻质油发生氧化反应，在低温下即可自燃。,一方面提高地层温度，同时可维持烟道气驱或N,2,气驱。在油藏条件下原油和空气之间发生质量交换，原油中的轻烃组分蒸发到气相，随气流被采出。,由于地层中发生自燃，温度升高，部分残余油被活化流向生产井。,.,3.3 低温氧化空气驱机理：.,16,3.3 低温氧化空气驱,油藏条件：,油藏温度要高于70,o,C；,最好具有一定的地层倾角，可利用重力驱油；,原油相对密度要小于0.934g/cm,3,；,原油中要有一定的胶质和沥青质，以维持放热反应的连续性；,岩石中的粘土矿物和金属对氧化反应起到催化作用等。,.,3.3 低温氧化空气驱油藏条件：.,17,3.3 低温氧化空气驱,使用条件分析：,空气来源广泛，费用低。,低温氧化空气驱作用机理和驱油过程较为复杂，现场试验前要做大量的研究、准备工作,.,3.3 低温氧化空气驱使用条件分析：.,18,3.4 气水混注,注入气粘度极低，在地层中很容易向前突进，形成气窜，很快在油井突破。,气体一旦突破油井气油比会急剧上升，影响油井正常生产，使产能和采收率降低。,气窜是油田注气开发的巨大威胁。,为解决气窜问题，采用气水混注的方法来控制驱替前缘，使之较为均匀地向前推进。,方法是注一阶段气，接着注一阶段水，如此进行气水交替混注。,（1）问题的提出：,.,3.4 气水混注注入气粘度极低，在地层中很容易向前突进，,19,3.4 气水混注,（2）气水混注效果：,这种水气交替混注的方法在一定程度上减小了气窜影响的程度。,这种方法的有效性似乎是有限的，尤其是严重非均质性油藏和裂缝性油藏。,水气混注使地层中含水饱和度和含气饱和度增大，使油相有效渗透率急剧降低，影响原油的产量。,这一点对低渗透油田应当特别注意。,.,3.4 气水混注（2）气水混注效果：.,20,3.4 气水混注,气水混注矿场实例1：,美国20B-07油田Seeligson砂岩油层，渗透率为10010,-3,m,2,。,1957年开始注气，注入气体为甲烷44.5%乙烷4%丙丁烷50.5%。,注气7个月后气体突破。,1963年3月至1964年2月采用水气交替混注，引起储层渗透率降低。再注气未能奏效。,.,3.4 气水混注气水混注矿场实例1：.,21,3.4 气水混注,气水混注矿场实例2：,美国Adena油田，渗透率3510,-3,m,2,。,1962年1965年实施水气混注的混相驱注气开发。,注入流体为丙烷天然气水。,结果发现丙烷和天然气严重气窜，油田开发经济效益不佳。,.,3.4 气水混注气水混注矿场实例2：.,22,3.4 气水混注,气水混注矿场实例3：,加拿大Pembina油田Carbium区为砾岩-砂岩储层，砾岩渗透率为70010,-3,m,2,，砂岩渗透率为2010,-3,m,2,。,1968年1973年实施气水混注混相驱注气开发。,注入气体为液化气60%甲烷40%。,注气效果评价时认为交替注气注水控制流度似乎无效。,.,3.4 气水混注气水混注矿场实例3：.,23,（四）干气非混相驱生产特征及生产阶段划分,根据室内注气研究，干气非混相驱注气过程大体可以分为四个阶段,.,（四）干气非混相驱生产特征及生产阶段划分根据室内注气研究，,24,4.1 地层压力上升阶段,此阶段随着注气量的增加，首先在注气井井底附近出现气相。,在注气量不变的情况下，注气压力有所降低。这是因为随着井底附近地层含气饱和度的增加，气相有效渗透率增大。,这时地层深处和对应生产井未出现气相。,如果注气量充足，则地层压力提高，产油量和产气量增加。,生产气油比仍保持不变。,.,4.1 地层压力上升阶段此阶段随着注气量的增加，首先在注气井,25,4.2 地层压力第一平稳阶段,当注入气体不断扩散到地层内部，使地层内部逐渐出现气相，地层压力得到提高，并逐渐趋于稳定，达到第一个地层压力变化较为平稳的阶段。,注气井附近地层压力和注气压力较为平稳。,生产井附近的地层压力也较为稳定。,生产气油比仍保持不变。,产油量较高，是注气开发的主要见效阶段。,.,4.2 地层压力第一平稳阶段当注入气体不断扩散到地层内部，使,26,4.3 生产井气体突破阶段,从注入气体在生产井突破开始进入第三阶段。,注入气体一旦在生产井突破，平均地层压力迅速降低。,注气井注入压力也迅速降低。,这时生产井井底出现气相。,产油量快速降低。,产气量增大，生产气油比快速上升。,并且产出物中的甲烷含量快速增加。,.,4.3 生产井气体突破阶段从注入气体在生产井突破开始进入第三,27,4.4 地层压力第二平稳阶段,经过第三阶段气体在生产井突破，地层压力迅速降低之后，在新的生产状态下地层压力又逐渐趋于相对稳定，进入地层压力第二平稳阶段。,地层压力已降到较低水平，并且地层压力受注气量（或注气压力）的影响较小。,生产井的产油量平稳降低。,产气量平稳上升。,产出物中甲烷含量稳定上升。,这种状态一直持续到注气结束。,.,4.4 地层压力第二平稳阶段经过第三阶段气体在生产井突破,28,4.5 生产特征综合分析,地层压力第一平稳阶段是注气开发的主要见效阶段。地层压力较高，并且较为稳定，产油量也较高较稳定。因此，延长这一阶段的开采时间对整个油田注气开发效果是有利的。,当这一阶段结束时，气体开始在生产井突破，这时应当关闭见气井，或者将见气生产井转为注气井。,通常，沿裂缝方位的生产井首先见气，转为注气井后可形成沿裂缝方向的注气井排，实施排状注气。,注入气体沿垂直裂缝方向驱油，保持全油藏的地层压力，使生产井具有较高的产能。,.,4.5 生产特征综合分析地层压力第一平稳阶段是注气开发的主要,29,4.6 注入天然气的重复利用,部分天然气溶解到原油中，降低原油粘度。,部分天然气随原油从生产井采出，地面分离后重新注入，循环使用。,注气开发结束后，保留在地层中的天然气仍可采出，回收利用。,.,4.6 注入天然气的重复利用部分天然气溶解到原油中，降低,30,5.1 注入流体突破前后两种开采方式的异同点,项 目,突破前后,注 水 开 发,注 气 开 发,地层压力,突破前,高,高,突破后,能保持在较高水平,急剧降低,生产井产能,突破前,初始产能高，降低快,产能高于注水,突破后,平稳降低,产能急剧降低，低于注水,生产气油比,突破前,较稳定,较稳定,突破后,较稳定,急剧上升,生产井含水率,突破前,迅速上升,先上升，后降低,突破后,缓慢上升,急剧降低，甚至为0,（五）干气非混相驱开发和注水开发的异同点,.,5.1 注入流体突破前后两种开采方式的异同点 项,31,5.2 注水、注气效果分析,注入流体在生产井突破前，在较高的地层压力情况下，不管是注水还是注气都具有较高的产能，注气效果更优于注水。,注入流体在生产井突破后，注水开发的地层压力能保持在一个较高的水平上，油井产能降低缓慢。而注气开发则出现地层压力急剧降低，油井产能可能低于注水开发。,因此，当生产井普遍见气后，不可避免地会引起地层压力降低，产油量降低，生产气油比急剧上升。,这时应当根据采出程度的大小，考虑其他接替的开采方式。,.,5.2 注水、注气效果分析注入流体在生产井突破前，在较高的地,32,（六）小结,（1）充足的气源条件是注气开发的首要问题。,（2） 根据气源成分和储层性质选择适宜的注气方式。,（3）注气开发分混相驱和非混相驱。,（4）干气非混相驱开发可分为四个生产阶段。,（5）油井普遍见气后，地层压力和产能会有较大的降低，可根据采 出程度的大小，考虑接替开采方式。,（6）不管是注水开发还是注气开发，地层压力大小是影响油井产能的重要因素。,（7）注水、注气各有利弊。可根据具体油田气源、水源条件，储层性质，开发效果，经济效益，进行综合评价。,.,（六）小结（1）充足的气源条件是注气开发的首要问题。.,33,